Способ разработки залежи сверхвязкой нефти Российский патент 2023 года по МПК E21B43/24 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к разработке залежей высоковязкой нефти или битумов при тепловом воздействии горизонтальными скважинами.

Известен способ разработки месторождения сверхвязкой нефти (патент RU №2471972, МПК E21B 43/24, опубл. 10.01.2013, бюл. №1), включающий строительство горизонтальных добывающих и нагнетательных, а также вертикальных наблюдательных скважин, закачку теплоносителя через нагнетательные скважины с прогревом продуктивного пласта и созданием паровой камеры, отбор продукции за счет парогравитационного дренажа через добывающие скважины и контроль за состоянием паровой камеры, при этом разработку месторождения сверхвязкой нефти ведут с регулированием текущего размера паровой камеры путем изменения объемов закачки теплоносителя в нагнетательные скважины и отбора жидкости из добывающих скважин, причем текущий объем паровой камеры определяют газовой съемкой на поверхности в зоне предполагаемой паровой камеры, при этом если площадь распространения паровой камеры в продуктивном пласте меньше расстояния между парами добывающих и нагнетательных скважин, то увеличивают объем закачки пара, а если больше, то пускают в эксплуатацию как добывающие вертикальные наблюдательные скважины для увеличения объема отбора продукции, причем в качестве теплоносителя используется перегретый пар, смешанный с продуктами сгорания горючего топлива.

Недостатками данного способа являются незначительное увеличение нефтеотдачи и коэффициента нефтеизвлечения - КИН месторождения, так как увеличение закачки теплоносителя в виде пара или пара вместе с продуктами сгорания горючего топлива приводит к преждевременному обводнению продукции месторождения, введение в эксплуатацию дополнительных добывающих скважин не дает значительного прироста для добычи продукции месторождения, а приводит только к неконтролируемому и затратному прогреву зон пласта, не охваченных добычей.

Также известен способ разработки месторождений высоковязкой нефти или битума (патент RU №2582256, МПК Е21В 43/24, Е21В 43/22, опубл. 24.04.2016, бюл. №11), включающий строительство парных, расположенных друг над другом горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин, а также дополнительных горизонтальных скважин, закачку теплоносителя через нагнетательные скважины с прогревом продуктивного пласта и созданием паровой камеры, отбор продукции за счет парогравитационного дренажа через добывающие скважины и контроль за состоянием паровой камеры. Разработку месторождения нефти или битума ведут с регулированием текущего размера паровой камеры путем изменения объемов закачки теплоносителя в нагнетательные скважины и отбора жидкости из добывающих скважин с контролем объема паровой камеры. В качестве теплоносителя используется перегретый пар или пар с инертным газом. Дополнительную скважину строят между добывающей и нагнетательной скважинами в паре в диапазоне от 1/3 до 2/3 расстояния между ними. Растворитель закачивают только через дополнительную скважину с интервалами по времени в зоны наименьшего прогрева. Контроль за состоянием паровой камеры ведут снятием термограммы в добывающей горизонтальной скважине с дополнительным определением зон наименьшего прогрева.

Недостатком способа является технологическая сложность его реализации, в частности бурение между существующими горизонтальными стволами по вертикали дополнительной скважины с горизонтальным участком ствола, а также низкий охват добычей нижних краевых зон горизонтальных стволов парных скважин ряда, следовательно, низкий КИН.

Наиболее близким является способ разработки залежи сверхвязкой нефти (патент RU №2792478, МПК Е21В 43/24, Е21В 43/22, опубл. 22.03.2023, бюл. №9), включающий строительство оценочных вертикальных скважин, а также пар расположенных друг над другом горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин, закачку теплоносителя через нагнетательные скважины с прогревом продуктивного пласта и созданием паровой камеры, отбор продукции за счет парогравитационного дренажа через горизонтальные добывающие скважины и контроль за состоянием паровой камеры, строительство оценочных вертикальных скважин осуществляют по квадратной сетке с расстоянием между скважинами 250 м в плане, далее проводят отбор кернов и геофизические исследования оценочных вертикальных скважин, на основе полученных данных выстраивают единую геологическую модель продуктивного пласта и получают данные по распределению коэффициентов пористости и проницаемости, нефтенасыщенных толщин, строят структурную карту нефтенасыщенных толщин продуктивного пласта, выделяют контур продуктивного пласта по изопахите 10 м, при Г-образном выделенном контуре условно выделяют две части контура с соосным направлением простирания продуктивного пласта, осуществляют проектирование горизонтальных добывающих скважин с длиной горизонтальной части не менее 600 м, со взаимно перпендикулярным расположением стволов в двух частях контура, причем смежные горизонтальные добывающие скважины проектируют на расстоянии 100 м, а горизонтальную добывающую скважину, находящуюся ближе остальных к перпендикулярно расположенным горизонтальным добывающим скважинам, проектируют на расстоянии не более 75 м от забоев равноудаленных перпендикулярно расположенных горизонтальных добывающих скважин, далее выделяют участок, ограниченный 50 м к оси горизонтальной добывающей скважины, находящейся в плане ближе остальных к перпендикулярно расположенным горизонтальным добывающим скважинам, определяют средневзвешенные коэффициенты пористости и проницаемости на выделенном участке, при средневзвешенных коэффициентах пористости менее или равному 0,27 долей ед. или проницаемости менее или равному 1,3 мкм² проектируют горизонтальные нагнетательные скважины, располагающиеся на 5 м выше и параллельно горизонтальным добывающим скважинам, после строительства пар расположенных друг над другом горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин, в горизонтальных стволах нагнетательных скважин проводят геофизические исследования по определению нефтенасыщенности вдоль горизонтального ствола, после чего в горизонтальных нагнетательных скважинах размещают две колонны насосно-компрессорных труб - НКТ, при этом конец колонны меньшего диаметра располагают в начале горизонтального ствола, а конец колонны большего диаметра - в зоне с нефтенасыщенностью более 60 %, а для закачки пара в горизонтальной добывающей скважине размещают одну или две колонны НКТ со смещением конца или концов по горизонтали относительно концов НКТ горизонтальной нагнетательной скважины не менее чем на 10 м, далее производят закачку теплоносителя через горизонтальные добывающие и нагнетательные скважины с прогревом продуктивного пласта и созданием паровой камеры, после окончания закачки расчетного объема теплоносителя скважины останавливают на выдержку для термокапиллярной пропитки и остывания ствола добывающих скважин, далее в горизонтальных добывающих скважинах размещают оптоволоконный кабель и спускаемый на колонне НКТ электроцентробежный насос, причем после создания проницаемой зоны подают пар только в горизонтальные нагнетательные скважины.

Недостатками данного способа являются:

- при отказе от строительства нагнетательной скважины подача агента вытеснения (в виде пара) будет обеспечиваться только со стороны забоев перпендикулярно расположенных нагнетательных скважин, что повлечет снижение охвата паровым воздействием участка, находящегося по другую сторону от оси добывающей скважины;

- не учитываются фильтрационно-ёмкостные свойства пласта-коллектора при выборе расстояния между добывающей скважиной и забоями перпендикулярно расположенных добывающих скважин, что может привести к низкой выработке рассматриваемого участка залежи;

- риск перегрева скважин за счет близкого расположения нагнетательных скважин с перпендикулярно расположенной нагнетательной скважиной.

Техническими задачами являются повышение эффективности разработки залежи сверхвязкой нефти за счет введения в разработку ранее не охваченных разработкой участков, выработки застойных зон и, как следствие, повышение коэффициента извлечения нефти, снижение риска перегрева скважин, снижение теплового воздействия, а также оптимизация работы глубинно-насосного оборудования.

Технические задачи решаются способом разработки залежи сверхвязкой нефти, включающим строительство оценочных вертикальных скважин, отбор кернов и геофизические исследования оценочных вертикальных скважин, выстраивание на основе полученных данных единой геологической модели продуктивного пласта и получение данных по распределению коэффициентов пористости и проницаемости, нефтенасыщенных толщин, строят структурную карту нефтенасыщенных толщин продуктивного пласта, выделяют контур продуктивного пласта по изопахите 10 м, проектирование и строительство горизонтальных расположенных друг над другом пар добывающих и нагнетательных скважин со взаимно перпендикулярным расположением пары горизонтальных добывающей и нагнетательной скважин, закачку теплоносителя через нагнетательные скважины с прогревом продуктивного пласта и созданием паровой камеры, отбор продукции за счет парогравитационного дренажа через добывающие скважины и контроль за состоянием паровой камеры. при этом разработку залежи сверхвязкой нефти ведут с регулированием текущего размера паровой камеры путем изменения объемов закачки теплоносителя в нагнетательные скважины и отбора жидкости из добывающих скважин с контролем объема паровой камеры.

Новым является то, что оценочные вертикальные скважины строят по квадратной сетке с расстоянием между скважинами 200 м в плане, дополнительно выполняют построение карты пористости продуктивного пласта, при проектировании расстояние от забоев добывающих скважин до ствола перпендикулярной добывающей скважины выбирают в зависимости от средней пористости продуктивной части пласта: при средней пористости продуктивной части пласта от 23,5 до 28 % забои добывающих скважин проектируют на расстоянии 50-75 м от ствола перпендикулярной добывающей скважины, при средней пористости продуктивной части пласта более 28 % забои добывающих скважин проектируют на расстоянии 76-100 м от ствола перпендикулярной добывающей скважины, а забои нагнетательных скважин проектируют на расстоянии 100 м от ствола перпендикулярной нагнетательной скважины, при этом дополнительную пару расположенных друг над другом горизонтальных добывающей и нагнетательной скважин размещают на уровне подошвы пласта или на уровне водонефтяного контакта – ВНК, при расположении забоя добывающей скважины на расстоянии 50-75 м от ствола перпендикулярной скважины первоначальный прогрев производят закачкой пара в объеме 50 т/сут в течение 70 дней, с последующей термокапиллярной пропиткой продолжительностью 30 дней, при расположении забоя добывающей скважины на расстоянии 76-100 м от ствола перпендикулярной скважины первоначальный прогрев производят закачкой пара в объеме 80 т/сут в течение 50 дней, с последующей термокапиллярной пропиткой продолжительностью 15 дней, затем в добывающие скважины устанавливают оптико-волоконный кабель с датчиками контроля температуры и давления, а также насосно-компрессорные трубы с глубинно-насосным оборудованием, далее возобновляют закачку пара в нагнетательные скважины и производят отбор продукции из добывающих скважин с контролем состояния отбираемого флюида и регулированием темпов отбора жидкости и закачки теплоносителя по данным температуры и обводненности.

На фиг. 1 показан вид сверху схемы расположения скважин по способу разработки залежи сверхвязкой нефти.

На фиг. 2 показан профиль схемы расположения скважин по способ разработки залежи сверхвязкой нефти.

Способ разработки залежи сверхвязкой нефти осуществляют следующим образом.

Строят оценочные вертикальные скважины по квадратной сетке с расстоянием между скважинами 200 м в плане (на фиг. 1, 2 не показано). Далее проводят отбор кернов и геофизические исследования оценочных вертикальных скважин, на основе полученных данных выстраивают единую геологическую модель продуктивного пласта 1 (фиг. 2) и получают данные по распределению коэффициентов пористости и проницаемости, нефтенасыщенных толщин. Выполняют построение карты нефтенасыщенных толщин продуктивного пласта 1 и пористости продуктивного пласта 1, выделяют контур продуктивного пласта 1 по изопахите 10 м.

Осуществляют проектирование горизонтальных расположенных друг над другом пар добывающих 2, 2', 2”, 2”’, 2”” (фиг. 1) и нагнетательных 3, 3', 3”, 3”’, 3”” скважин со взаимно перпендикулярным расположением пары горизонтальных добывающей и нагнетательной скважин. При проектировании расстояние от забоев добывающих скважин до ствола перпендикулярной добывающей скважины выбирают в зависимости от средней пористости продуктивной части пласта: при средней пористости продуктивной части пласта от 23,5 до 28 % забои добывающих скважин 2, 2', 2”, 2”’, 2”” проектируют на расстоянии 50-75 м от ствола перпендикулярной добывающей скважины, при средней пористости продуктивной части пласта более 28 % забои добывающих скважин 2, 2', 2”, 2”’, 2”” проектируют на расстоянии 76-100 м, а забои нагнетательных скважин 3, 3', 3”, 3”’, 3”” проектируют на расстоянии 100 м от ствола перпендикулярной нагнетательной скважины. При этом дополнительную пару расположенных друг над другом горизонтальных добывающей 2, 2', 2”, 2”’, 2”” и нагнетательной скважин 3, 3', 3”, 3”’, 3”” размещают на уровне подошвы пласта или на уровне водонефтяного контакта – ВНК 4 (фиг. 2).

Осуществляют строительство пар расположенных параллельно друг над другом (параллельных) горизонтальных добывающих 2, 2', 2”, 2”’, 2”” (фиг. 1) и нагнетательных 3, 3', 3”, 3”’, 3”” скважин, а также дополнительной пары расположенных друг над другом горизонтальных добывающей 5 и нагнетательной 6 скважин, расположенных перпендикулярно скважинам 2, 2', 2”, 2”’, 2”” и 3, 3', 3”, 3”’, 3””. Расстояние от забоев добывающих скважин 2, 2', 2”, 2”’, 2”” до ствола перпендикулярно расположенной добывающей скважины 5 (фиг. 2) определяют по средней пористости продуктивной части пласта.

Забои 7 добывающих скважин 2, 2', 2”, 2”’, 2”” (фиг. 1) при средней пористости продуктивной части пласта от 23,5 до 28 % располагают на расстоянии 50-75 м от ствола перпендикулярной добывающей скважины 5, забои 7 добывающих скважин 2, 2', 2”, 2”’, 2”” при средней пористости продуктивной части пласта более 28 % располагают на расстоянии 76-100 м от ствола перепендикулярной добывающей скважины 5. Забои нагнетательных скважин 3, 3', 3”, 3”’, 3”” располагают на расстоянии 100 м от ствола перпендикулярной нагнетательной скважины 6 (фиг. 2). Данное условие позволяет улучшить гидродинамическую связь между добывающими скважинами при относительно низкой пористости пласта-коллектора.

В случае расположения забоя 7 добывающей скважины на расстоянии 50-75 м от ствола перпендикулярной скважины 5 производят первоначальный прогрев закачкой пара в объеме 50 т/сут в течение 70 дней, с последующей термокапиллярной пропиткой продолжительностью 30 дней. В случае расположения забоя 7 добывающей скважины на расстоянии 76-100 м от перпендикулярной скважины 5 производят первоначальный прогрев закачкой пара в объеме 80 т/сут в течение 50 дней, с последующей термокапиллярной пропиткой продолжительностью 15 дней. Затем в добывающие 2, 2', 2”, 2”’, 2””, 5 (фиг. 1) скважины устанавливают оптико-волоконный кабель с датчиками для контроля температуры и давления, а также насосно-компрессорные трубы с глубинно-насосным оборудованием (на фиг. 1, 2 не показаны). Далее возобновляют закачку пара в нагнетательные 3, 3', 3”, 3”’, 3””, 6 (фиг. 1) скважины и производят отбор продукции из добывающих 2, 2', 2”, 2”’, 2””, 5 скважин с контролем состояния отбираемого флюида и регулированием темпов отбора жидкости и закачки теплоносителя по данным температуры и обводненности.

Пример конкретного применения:

На Ойкино-Алтунинской залежи сверхвязкой нефти, находящейся на глубине 100 м, представленной однородным пластом со средней эффективной нефтенасыщенной толщиной 12,6 м, пластовой температурой 8°С, давлением 0,44 МПа, нефтенасыщенностью 0,74 д. ед., пористостью 32%, проницаемостью 3,768 мкм², плотностью нефти в пластовых условиях 980 кг/м³, вязкостью 86472 мПа·с, пробурили оценочные вертикальные скважины по квадратной сетке с расстоянием между скважинами 200 м в плане. Далее провели отбор кернов и геофизические исследования оценочных вертикальных скважин, на основе полученных данных выстроили единую геологическую модель продуктивного пласта и получили данные по распределению коэффициентов пористости и проницаемости, нефтенасыщенных толщин. Построили карты пористости и нефтенасыщенных толщин продуктивного пласта, выделили контур продуктивного пласта 1 по изопахите 10 м. Расстояние от забоев добывающих скважин 2, 2', 2”, 2”’, 2”” до ствола перпендикулярно расположенной добывающей скважины 5 определили по средней пористости продуктивной части пласта.

Разместили добывающую скважину 2 на расстоянии 50 м от скважины 5 (при средней пористости 23,5 %), скважину 2”” расположили на расстоянии 55 м (при средней пористости 25 %) от скважины 5, скважина 2' располагалась на расстоянии 75 м (при средней пористости 28 %) и скважина 2”’ располагалась на расстоянии 76 м (при средней пористости 29 %) соответственно от скважины 5, скважину 2” расположили на расстоянии 100 м (при средней пористости 30 %) от скважины 5.

Произвели строительство расположенных параллельно друг другу пар горизонтальных добывающих 2, 2', 2”, 2”’, 2”” и нагнетательных скважин 3, 3', 3”, 3”’, 3””, а также дополнительной пары горизонтальных добывающих 5 и нагнетательных 6 скважин, расположенных перпендикулярно скважинам 2, 2', 2”, 2”’, 2”” и 3, 3', 3”, 3”’, 3””. В скважинах 2, 2', 2”” произвели первоначальный прогрев закачкой пара в объеме 50 т/сут на протяжении 70 дней, с последующей термокапиллярной пропиткой со сроком 30 дней. В скважине 2”, 2”’ произвели первоначальный прогрев закачкой пара в объеме 80 т/сут на протяжении 50 дней, с последующей термокапиллярной пропиткой со сроком 15 дней.

Затем на добывающие 2, 2', 2”, 2”’, 2””, 5 скважины установили оптико-волоконный кабель с датчиками для контроля температуры и давления, а также насосно-компрессорные трубы с глубинно-насосным оборудованием. Далее возобновили закачку пара в нагнетательные 3, 3', 3”, 3”’, 3””, 6 скважины и произвели отбор продукции из добывающих 2, 2', 2”, 2”’, 2””, 5 скважин с контролем состояния отбираемого флюида и регулированием темпов отбора жидкости и закачки теплоносителя по данным температуры и обводненности.

Данное решение позволило снизить взаимовлияние от соседних эксплуатационных скважин, улучшить работу глубинно-насосного оборудования (за счет снижения перегрева и выхода из строя), увеличить охват разработкой межскважинных зон, и соответственно, увеличить коэффициент извлечения нефти.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к разработке залежей высоковязкой нефти или битумов при тепловом воздействии горизонтальными скважинами. Способ разработки залежи сверхвязкой нефти включает строительство оценочных вертикальных скважин по квадратной сетке с расстоянием между скважинами 200 м в плане, отбор кернов и геофизические исследования оценочных вертикальных скважин, выстраивание на основе полученных данных единой геологической модели продуктивного пласта и получение данных по распределению коэффициентов пористости и проницаемости и нефтенасыщенных толщин. Далее строят структурную карту нефтенасыщенных толщин продуктивного пласта, выделяют контур продуктивного пласта по изопахите 10 м, проектируют и строят горизонтальные расположенные друг над другом пары добывающих и нагнетательных скважин со взаимно перпендикулярным расположением пары горизонтальных добывающей и нагнетательной скважин. Осуществляют закачку теплоносителя через нагнетательные скважины с прогревом продуктивного пласта и созданием паровой камеры, а отбор продукции за счет парогравитационного дренажа через добывающие скважины и контроль за состоянием паровой камеры. При этом разработку залежи сверхвязкой нефти ведут с регулированием текущего размера паровой камеры путем изменения объемов закачки теплоносителя в нагнетательные скважины и отбора жидкости из добывающих скважин с контролем объема паровой камеры. При проектировании расстояние от забоев добывающих скважин до ствола перпендикулярной добывающей скважины выбирают в зависимости от средней пористости продуктивной части пласта. При расположении забоя добывающей скважины на расстоянии 50-75 м от ствола перпендикулярной скважины первоначальный прогрев производят закачкой пара в объеме 50 т/сут в течение 70 дней с последующей термокапиллярной пропиткой продолжительностью 30 дней, а при расположении забоя добывающей скважины на расстоянии 76-100 м от ствола перпендикулярной скважины первоначальный прогрев производят закачкой пара в объеме 80 т/сут в течение 50 дней с последующей термокапиллярной пропиткой продолжительностью 15 дней. После чего возобновляют закачку пара в нагнетательные скважины и производят отбор продукции из добывающих скважин с контролем состояния отбираемого флюида и регулированием темпов отбора жидкости и закачки теплоносителя по данным температуры и обводненности. Обеспечивается повышение эффективности разработки залежи сверхвязкой нефти. 2 ил.

Способ разработки залежи сверхвязкой нефти, включающий строительство оценочных вертикальных скважин, отбор кернов и геофизические исследования оценочных вертикальных скважин, выстраивание на основе полученных данных единой геологической модели продуктивного пласта и получение данных по распределению коэффициентов пористости и проницаемости, нефтенасыщенных толщин, далее строят структурную карту нефтенасыщенных толщин продуктивного пласта, выделяют контур продуктивного пласта по изопахите 10 м, проектируют и строят горизонтальные расположенные друг над другом пары добывающих и нагнетательных скважин со взаимно перпендикулярным расположением пары горизонтальных добывающей и нагнетательной скважин, осуществляют закачку теплоносителя через нагнетательные скважины с прогревом продуктивного пласта и созданием паровой камеры, отбор продукции за счет парогравитационного дренажа через добывающие скважины и контроль за состоянием паровой камеры, при этом разработку залежи сверхвязкой нефти ведут с регулированием текущего размера паровой камеры путем изменения объемов закачки теплоносителя в нагнетательные скважины и отбора жидкости из добывающих скважин с контролем объема паровой камеры, отличающийся тем, что оценочные вертикальные скважины строят по квадратной сетке с расстоянием между скважинами 200 м в плане, дополнительно выполняют построение карты пористости продуктивного пласта, при проектировании расстояние от забоев добывающих скважин до ствола перпендикулярной добывающей скважины выбирают в зависимости от средней пористости продуктивной части пласта: при средней пористости продуктивной части пласта от 23,5 до 28% забои добывающих скважин проектируют на расстоянии 50-75 м от ствола перпендикулярной добывающей скважины, при средней пористости продуктивной части пласта более 28% забои добывающих скважин проектируют на расстоянии 76-100 м от ствола перпендикулярной добывающей скважины, а забои нагнетательных скважин проектируют на расстоянии 100 м от ствола перпендикулярной нагнетательной скважины, при этом дополнительную пару расположенных друг над другом горизонтальных добывающей и нагнетательной скважин размещают на уровне подошвы пласта или на уровне водонефтяного контакта – ВНК, при расположении забоя добывающей скважины на расстоянии 50-75 м от ствола перпендикулярной скважины первоначальный прогрев производят закачкой пара в объеме 50 т/сут в течение 70 дней с последующей термокапиллярной пропиткой продолжительностью 30 дней, при расположении забоя добывающей скважины на расстоянии 76-100 м от ствола перпендикулярной скважины первоначальный прогрев производят закачкой пара в объеме 80 т/сут в течение 50 дней с последующей термокапиллярной пропиткой продолжительностью 15 дней, затем в добывающие скважины устанавливают оптико-волоконный кабель с датчиками контроля температуры и давления, а также насосно-компрессорные трубы с глубинно-насосным оборудованием, далее возобновляют закачку пара в нагнетательные скважины и производят отбор продукции из добывающих скважин с контролем состояния отбираемого флюида и регулированием темпов отбора жидкости и закачки теплоносителя по данным температуры и обводненности.